CN101922352A - 一种利用液化天然气冷*的热力循环系统和流程 - Google Patents

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CN101922352A CN2009100873558A CN200910087355A CN101922352A CN 101922352 A CN101922352 A CN 101922352A CN 2009100873558 A CN2009100873558 A CN 2009100873558A CN 200910087355 A CN200910087355 A CN 200910087355A CN 101922352 A CN101922352 A CN 101922352A
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张娜
刘猛
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Abstract

一种利用液化天然气冷的热力循环系统和流程，由Brayton-Rankine动力循环和LNG气化单元组成。其中，动力循环采用CO2循环工质，由回热型Brayton循环的回热-燃烧-膨胀作功流程和Rankine循环的冷凝-液态压缩升压过程耦合构成，通过回热单元实现循环内部有效的热整合；同时通过系统耦合将LNG气化单元作为动力循环的冷源，使得动力循环冷凝过程获得远低于环境温度的冷源，从而在不消耗机械功的前提下将燃烧反应产生的CO2全部从循环中分离出来。本发明的热力性能有了较大提高，同时该系统在采用纯氧燃烧技术时可以实现CO2零排放，因此具有良好的经济性、环保性和广阔的工程应用前景。

Description

一种利用液化天然气冷的热力循环系统和流程
技术领域
本发明涉及一种将利用液化天然气(LNG)冷发电技术和二氧化碳(CO2)减排分离技术相结合的回热型Brayton-Rankine复合热力循环系统及流程。
背景技术
目前与本发明相关的技术主要包括利用LNG冷
Figure B2009100873558D0000013
发电技术和CO2减排分离技术，其各自技术的发展状况和系统特征如下：
1、利用LNG冷
Figure B2009100873558D0000014
发电技术
天然气中含有的硫的成分在液化深冷过程中以固体形式析出、分离，因此LNG不含有硫化物，是一种安全、清洁的能源。天然气液化过程需要耗费大量的能量用以压缩冷却(约为0.5kWh/kg LNG)，最终得到的LNG处于超低温状态(约为-162℃)，具有相当大的物理冷
Figure B2009100873558D0000015
。液化后的天然气体积缩小约600倍，便于远距离运输。LNG在送达接收站后，先压缩升压再加热气化配送用户。气化过程将释放大量的冷
Figure B2009100873558D0000016
。目前LNG气化主要有三种方式：以海水或空气为热源通过换热器加热气化(约占50％以上)；浸没燃烧气化器加热气化(约占30％以上)，主要用在尖峰负荷或年平均海水温度偏低的国家和地区；通过换热器对LNG的冷
Figure B2009100873558D0000017
进行回收利用。需要指出的是，前两种方式都没有利用LNG的冷
Figure B2009100873558D0000018
，而且用海水来气化LNG不利于海洋生态。
目前，LNG冷
Figure B2009100873558D0000019
已成功应用于众多领域，如液化分离空气、冷发电、冷冻仓库、液化碳酸和干冰生产、低温粉碎处理废弃物及低温医疗等。其中，尤以日本、美国和欧盟对LNG冷的利用较为广泛和充分，其需求量也呈不断增大的趋势。日本由于缺乏能源，每年均大量进口LNG。1996年LNG在日本的能源结构中占11％，到2010年可占到13％。根据美国能源信息署(IEA)《年度能源展望2005》预测，LNG占美国天然气总消费量的比例将从2002年的1％增至2015年的15％，到2025年将达到21％。为了改变能源结构、改善环境状态，中国政府十分重视天然气的开发和利用。为了引进国外LNG，深圳大鹏LNG接收站已基本建成，并准备在福建建造第二座LNG接收站。根据规划，2015年中国的LNG进口量将达到4200万吨。
利用LNG冷
Figure B2009100873558D0000021
发电可以分为两大类：1)以LNG为冷源、环境或低温废热为热源组成相对独立的发电系统；2)利用LNG冷改进动力循环的特性。
利用LNG气化冷
Figure B2009100873558D0000023
的独立发电方式主要有：直接膨胀法、闭式Rankine循环法及复合法等。直接膨胀法将高压LNG用海水加热到过热状态后送入透平膨胀作功，然后将得到的低压天然气输送到用户。该方式的优点是系统简单。但是仅仅回收了天然气的压力能，LNG气化冷
Figure B2009100873558D0000024
被白白浪费。闭式Rankine循环法是将LNG作为冷源，环境(通常是海水)作为热源，采用某种物质为工质组成闭式循环，该方法的冷
Figure B2009100873558D0000025
回收率(循环作功与LNG冷
Figure B2009100873558D0000026
的比值)较高。其中Rankine循环根据工作介质不同还可以分为单一或共沸工质Rankine循环和非共沸混合工质Rankine循环。一般LNG在亚临界气化时，采用Rankine循环的效率较高。日本东京燃气公司在横滨建造的非共沸工质LNG冷
Figure B2009100873558D0000027
发电示范机组，LNG的气化能力为5t/h，采用24℃的海水作为热源，额定发电功率为130kW。该公司研制的MFR工质(主要成分为甲烷、乙烷、丙烷等)可以与LNG的气化曲线实现较好的匹配，减少了气化过程的传热
Figure B2009100873558D0000028
损。复合法综合了直接膨胀法和闭式Rankine循环法，低温的LNG首先被压缩增压，然后通过冷凝器吸热，带动闭式Rankine循环对外作功，最后天然气通过膨胀透平作功，复合法的冷
Figure B2009100873558D0000029
回收率较高。1999年程文龙等对几种利用LNG冷
Figure B2009100873558D00000210
发电的系统进行了计算比较，相同计算条件下，直接膨胀法、闭式Rankine循环法和复合法的冷
Figure B2009100873558D00000211
回收率分别为16.7％、26.9％和28.1％。他们提出的复合法改进方案为，Rankine循环采用了抽气回热、天然气膨胀采用了二次再热，使冷
Figure B2009100873558D00000212
回收率达到50％左右。程文龙等2000年对复合法改进方案重新进行了计算，用汽轮机的排气代替海水作为热源，使冷
Figure B2009100873558D00000213
回收率提高到55％左右，并且认为该系统可以避免海水对换热设备的腐蚀。
1997年Chiesa P.对利用LNG冷
Figure B2009100873558D0000031
的发电系统进行研究，分析和比较了4个方案：(1)带回热的Brayton循环系统。LNG输送压力为7.0MPa(用于远距离输送天然气)，用氮气作为工作介质。采用闭式回热的Brayton循环，LNG气化使压气机进口气体冷却到-131.6℃。采用外燃方式，透平进气温度为830℃。优化后的系统效率(热力学第一定律效率，系统对外作功与消耗的天然气化学热值之比)为59.75％，
Figure B2009100873558D0000032
效率(热力学第二定律效率，系统对外作功与消耗的天然气的及LNG冷
Figure B2009100873558D0000034
之和的比值)为50.61％。(2)复合的气体循环系统。LNG输送压力为7.0MPa，顶循环为常规的燃气轮机循环，底循环为闭式的氮气循环，压气机入口的氮气温度为-147.9℃。顶循环采用GE LM6000-PC燃气轮机，优化后系统效率为63.31％，效率为53.85％。(3)带膨胀透平的复合气体循环系统。LNG输送压力为3.0MPa(用于向联合循环电厂输送天然气)，除LNG气化过程外，系统与方案(2)相同，LNG被压缩至13.0MPa以改善冷却过程中与氮气的热匹配，气化后通过膨胀透平参数降为3.0MPa/15℃。压气机入口的氮气温度为-144.7℃。顶循环采用Siemens V64.3A燃气轮机，优化后的系统效率达到66.19％，
Figure B2009100873558D0000036
效率为55.67％。(4)复合的气体-有机工质循环系统。LNG输送压力为3.0MPa。顶循环为常规的燃气轮机循环，底循环为带回热的闭式有机工质(CHF3)循环，CHF3被LNG冷却后凝结(-85.9℃)，通过泵增压到14.0MPa。在LNG蒸发器中3.0MPa的LNG被加热到饱和气体状态，LNG的过热通过海水或河水完成。顶循环采用GE LM6000-PC燃气轮机，优化后的系统效率达到66.41％，
Figure B2009100873558D0000037
效率为52.15％。方案1由于采用外燃方式，透平初温受到限制，系统效率不高；相对于方案1，后三个方案效率更高，但是由于采用复合循环，系统更为复杂。
利用LNG冷
Figure B2009100873558D0000038
改进动力循环特性最简单的方式是利用LNG冷能冷却循环水，以提高凝汽器的真空，从而提高蒸汽动力循环或联合循环的效率。该方式具有技术成熟、附加投资少的优点，而且在没有LNG的条件下系统可以继续运行。但是该方式对LNG冷
Figure B2009100873558D0000039
利用不充分，联合循环效率提高不足1％。2000年Desideri U.等提出的系统方案中，利用一部分LNG使海水温度降低10℃，其余LNG被余热锅炉排烟加热后送入膨胀透平对外作功。采用GE6FA燃气轮机时，联合循环系统的效率最高达到57.2％，
Figure B2009100873558D0000041
效率达到49.1％。该方案与Chiesa P.的方案3类似，顶循环为常规的燃气轮机开式循环，底循环为闭式的气体循环；LNG采用两个输送压力：2.5MPa和7.3MPa，LNG气化后一部分以高压输出，另一部分从顶循环排气吸热后通过膨胀透平作功，然后以低压向用户输送。同时，通过对以N2、He和CO2为底循环工质的三种方案的计算比较，Desideri U.等指出N2工质底循环的系统性能最佳，采用GE7EA燃气轮机条件下，系统效率最高达到54.2％，
Figure B2009100873558D0000042
效率达到47.5％。
利用LNG冷改进动力循环特性的其它常见方式还包括：利用LNG气化冷
Figure B2009100873558D0000044
冷却燃气轮机循环压气机进气等。2000年Hanawa K.提出了利用LNG冷
Figure B2009100873558D0000045
的闭式Ericsson循环发电系统方案，该系统采用三级压缩、三级膨胀，以空气为工质，空气预热器和二级再热器的高温热源来自联合循环机组中燃气轮机排气和余热锅炉排气的混合物，空气预冷器和二级再热器的低温冷源来自LNG的气化过程。Ericsson循环效率达到35-37％，高于相同条件下的蒸汽底循环效率(约30％)，与初温1200℃的Brayton循环的效率相当。LNG气化得到的低温天然气(-73℃)用于冷却压气机进口空气，可以使相应的联合循环机组功率提高1.1％，效率提高0.4％。Ericsson循环具有不消耗额外燃料，无污染及通过冷却压气机入口空气满足夏季工况下的尖峰负荷要求等优点。但是该方案附加设备费用较高，至今尚未实现工程应用。Tsujikawa Y.等2000年提出MGT(Mirror Gas Turbine)利用LNG冷
Figure B2009100873558D0000046
的发电系统，以常规燃气轮机为顶循环，以倒置的间冷Brayton循环为底循环，间冷采用LNG气化冷
Figure B2009100873558D0000047
。在采用初温1500℃等级的燃气轮机的条件下，系统效率(即系统对外作功与消耗的天然气能量、LNG气化过程释放冷量之和的比值)达到55.5％。
用管道输送LNG时，受材料和输送距离的影响，建设费用较高；而输送已气化的天然气，因管道阻力会引起压力下降和温度升高，从而造成可用能的浪费。因此，从能量有效利用和经济性两方面来看：利用LNG冷
Figure B2009100873558D0000048
发电的前提是电站要与LNG接收站一体化建设。
从世界范围内的能源利用现状来分析，2002-2025年，世界天然气消费的年均增长率为2.3％。预计这一时期天然气的消费量将增加70％(其中，同时期亚洲新兴经济地区的天然气消费将增长三倍)，从26.05×1012m3到44.17×1012m3，天然气在总能源消费中的比例将从23％增加到25％。2004-2015年，世界的LNG贸易量将从1.32亿吨增加到3.75亿吨。亚太地区新增加的LNG需求将达到6500万吨，主要来自中国、印度和北美洲西海岸等新兴市场。可见，研究和开发高效利用LNG冷
Figure B2009100873558D0000051
的发电技术具有十分重要的意义。
2.二氧化碳(CO2)减排分离技术
当今世界，温室效应引起的全球气候变暖已经引起各国广泛的重视。导致温室效应的温室气体主要有二氧化碳、甲烷、氟化物和一氧化二氮等。而燃用化石燃料则是导致大气中CO2平衡破坏的根本原因。化石燃料的主要利用方式之一是发电，国际能源署(IEA)在2002年度《国际能源展望》中指出：从2000年至2030年，发电部门差不多将占全球二氧化碳排放增加量的一半。因此，如何降低发电系统CO2排放水平已成为关注的焦点。提高系统效率可以相应减少单位发电的CO2排放量，但是难以实现大幅减排。因此，开发在燃料转化、燃烧过程以及从尾气中减排分离CO2的技术将成为今后发展的主要方向。
天然气发电系统一般采用燃气-蒸汽联合循环，目前，分离CO2的技术大体可以分为三类：(1)从燃烧后的烟气中分离。该方法主要用作对现有发电系统的CO2分离减排措施。在保持原有的发电系统基本不变的情况下，可以采用吸收法、吸附法、膜分离及深冷分离等传统技术分离回收CO2。但是烟气中CO2浓度低，因此该分离过程伴随大量的耗功、耗热，使系统效率降低约5％，输出功率降低约10％。(2)O2/CO2循环系统。该系统是基于CO2零排放的动力系统。其特点在于：以CO2为循环工质、O2(通过空分装置制得)为燃料的氧化剂；当CO2冷凝压力为6-7MPa(相应的冷凝温度为20-30℃)，循环效率可以达到35-49％。Staicovici MD.于2002年在相关研究中，将热吸收制冷技术应用于O2/CO2循环，使得CO2的冷凝温度降至环境温度以下(3MPa，5.5℃)，循环效率达到54％。(3)天然气重整与联合循环结合的系统。首先对天然气进行重整，得到CO和H2，然后通过转化反应使CO转化为CO2，再将CO2分离出来予以回收。得到的富氢燃料通过燃气轮机联合循环系统发电。
1989年，日本中央电力公司利用LNG冷
Figure B2009100873558D0000061
将发电系统分离出的CO2进行液化后回收。1998年，日本新能源产业技术综合开发机构(NEDO)的报告对从混合气体中分离CO2进行了实验研究，得到了-55℃至0℃之间的压力和浓度的气液平衡曲线，对利用LNG冷
Figure B2009100873558D0000062
从混合气体中分离CO2的技术进行了研究。2005年，邓世敏等提出了利用液化天然气冷
Figure B2009100873558D0000063
分离CO2的燃气轮机发电系统及流程(专利号ZL 02107780.0)。该循环采用N2作为循环工质，N2与空气的混合气体被LNG冷却后送入压气机，燃气透平排气(包括N2、CO2和H2O)通过LNG气化单元实现放热过程，CO2和H2O分别冷凝为固体和液体后加以分离回收，然后连同多余的N2(送入系统的空气中所含有的那部分N2)被排出系统。该循环的特点是避免了空分装置耗能，将对LNG冷
Figure B2009100873558D0000064
的利用与无功耗分离CO2结合起来。其系统效率相对于已有的LNG冷
Figure B2009100873558D0000065
发电系统提高了10至15个百分点。但是该循环只能分离回收约80％由燃烧过程产生的CO2，尚未实现CO2零排放。
可见，无论是在燃料的转化过程中还是从燃烧后的烟气中分离CO2，都要消耗额外的能量，从而使系统效率明显下降。目前的技术水平下，CO2分离过程通常会使系统效率下降5-10％。因此如何降低分离能耗成为CO2分离技术实现突破的关键。
发明内容
本发明的目的是提供一种利用液化天然气冷的热力循环(CoolClean Efficient Power，简称COOLCEP)系统，主要是针对世界各地的LNG接收站(包括中国沿海地区计划建设的LNG接收站)的动力(发电)循环系统。
目前利用LNG冷
Figure B2009100873558D0000067
的动力循环系统多以独立的发电方式为主，LNG冷
Figure B2009100873558D0000068
利用并不充分，系统相对复杂，而且对天然气燃烧所产生的CO2缺乏有效的分离回收。
本发明的目的之一是利用LNG的冷
Figure B2009100873558D0000069
，较大幅度地提高了动力循环系统的性能。其中，动力循环由Brayton循环的回热-燃烧-膨胀作功流程和Rankine循环的冷凝-液态压缩升压过程通过回热器和LNG气化器耦合联接而成。此外，通过将LNG气化过程与透平排气冷凝过程整合，利用LNG实现对循环工质CO2的低温冷凝，从而提高了循环温比，为高效利用LNG冷
Figure B2009100873558D0000071
开拓了新的方向；同时实现了以液态压缩升压过程替代常规Brayton循环的气态压缩过程，从而大幅降低了压缩耗功。
本发明的另一个目的就是当采用纯氧燃烧时，实现对燃烧过程生成的CO2的全部分离回收。整个系统以CO2为循环工质，通过LNG气化过程中对燃气透平排气进行冷却，大部分CO2气体冷凝后继续作为循环工质，由天然气燃烧产生的CO2则随其它难凝气体(N2、Ar、O2)经进一步升压后实现冷凝，最后排出系统回收处理。既避免了常规分离技术耗功的缺点，又实现了对CO2的有效回收利用，从而为动力循环系统分离CO2提供了新的途径。
为实现上述目的，本发明提供了一种利用液化天然气(LNG)冷
Figure B2009100873558D0000072
的回热型Brayton-Rankine热力循环系统，其特征是动力循环采用CO2工质，由回热型Brayton循环的回热-燃烧-膨胀作功流程和Rankine循环的冷凝-液态压缩升压过程耦合构成；液化天然气(LNG)气化单元与动力循环实现系统耦合并为其提供低温冷源，主要设备包括：
空分装置：从空气中分离得到氧气作为燃烧室中燃烧反应的氧化剂，与压气机连接；
LNG气化器：实现液化天然气(LNG)的完全吸热气化，同时将燃气透平排气中的水分完全冷凝，热侧的两端分别连接回热器和析水器，冷侧的两端分别连接LNG混合器(或CO2冷凝器)和外网供冷器；
压气机：将空气或来自空分装置的O2气体升压至Rankine循环最高压力，连接工质混合器；
间冷压气机：对除水后的燃气透平排气进行压缩升压，间冷过程采用LNG作为冷源，间冷压气机的进口与析水器连接，出口与CO2冷凝器连接；间冷冷源入口与LNG分流器连接，出口与LNG混合器连接；
CO2冷凝器：对燃气透平排气中的CO2进行冷凝，冷凝得到的液态CO2量需保证动力循环正常运行所需的最小CO2工质量，与CO2分离器连接；
尾气压气机：将分离器得到的难凝气体压缩升压将其中所含的CO2冷凝，分别连接CO2分离器和尾气换热器；
CO2分离器：对冷凝后的燃气透平排气进行气液分离，得到的液态CO2送往液态CO2增压泵，分别与CO2冷凝器和液态CO2增压泵、尾气压气机连接；
燃烧室：使天然气和氧气发生燃烧反应，得到高温气体，分别连接回热器和燃气透平；
燃气透平：使高温燃气膨胀做功，分别连接燃烧室和回热器；
发电机：将燃气透平产生机械功转化为电能输出，与燃气透平连接；
回热器：对CO2气体、O2气体组成的混合物流进行加热并冷却燃气透平排气，热侧分别与燃气透平和LNG气化器连接，冷侧分别与工质混合器和燃烧室连接；
蒸发器：实现液态CO2吸热气化同时实现制冷输出，连接液态CO2增压泵和工质混合器；
析水器：将冷凝水自燃气透平排气中分离排出系统，连接LNG气化器；
工质混合器：来自蒸发器和压气机的不同流股在其中混合后送入回热器；
LNG混合器：来自CO2冷凝器、尾气换热器和燃气透平排气间冷压气机的LNG在其中混合后送入LNG气化器；
LNG分流器：对LNG进行分流，与LNG增压泵连接；
LNG增压泵：将来自LNG接受站的低压LNG升压至远距离输送管网的典型压力7.35MPa，与LNG分流器连接；
液态CO2增压泵：将低温液态CO2升压至Rankine循环对应的最高压力，分别与CO2分离器和蒸发器连接；
外网供冷器：利用LNG气化后得到的具有较低温度的天然气作为向外网供冷的冷源，实现制冷输出，连接LNG气化器。
上述各设备之间的连接均为通常采用的管道连接。
所述的利用液化天然气(LNG)冷的回热型Brayton-Rankine复合热力循环系统，其特征在于：动力循环包括回热型Brayton循环的回热-燃烧-膨胀作功流程和Rankine循环的冷凝-液态压缩升压过程，两者通过回热器和LNG气化器耦合联接。
所述的利用液化天然气(LNG)冷
Figure B2009100873558D0000091
的回热型Brayton-Rankine复合热力循环系统，其特征在于：动力循环采用CO2作为基本循环工质，以来自LNG气化单元的天然气作为燃料。
所述的利用液化天然气(LNG)冷
Figure B2009100873558D0000092
的回热型Brayton-Rankine复合热力循环系统，其特征在于：环境压力水平的低温LNG先经过LNG增压泵压缩升至长距离输送管网所需的高压力。
所述的利用液化天然气(LNG)冷
Figure B2009100873558D0000093
的回热型Brayton-Rankine复合热力循环系统，其特征在于：LNG经LNG气化器实现完全气化，此后得到的天然气经外网供冷器吸热升至近环境温度，此后分流，约95％的天然气送往外网用户，5％的天然气直接送入燃烧室。
所述的利用液化天然气(LNG)冷
Figure B2009100873558D0000094
的回热型Brayton-Rankine复合热力循环系统，其特征在于：利用LNG气化过程产生的低温使得气态CO2液化，然后再通过液态CO2增压泵升至超临界压力。
所述的利用液化天然气(LNG)冷的回热型Brayton-Rankine复合热力循环系统，其特征在于：利用燃气透平排烟在回热器中对送往燃烧室的循环工质与燃烧氧化剂组成的混合工质进行预热。
所述的利用液化天然气(LNG)冷
Figure B2009100873558D0000096
的回热型Brayton-Rankine复合热力循环系统，其特征在于：燃气透平排气中所含水分经LNG气化器对低温LNG放热实现冷凝，此后经析水器实现分离被排出系统。
本发明的利用液化天然气(LNG)冷
Figure B2009100873558D0000097
的回热型Brayton-Rankine复合热力循环系统流程：
包括Brayton-Rankine动力循环和LNG气化单元，两者通过冷凝器、LNG气化器、以及燃烧室进口燃料实现联接。
动力循环中，低温液态CO2工质首先被压缩升压后流经蒸发器实现蒸发制冷。来自空分单元的O2升压后与气态CO2工质混合，经回热过程被预热后送入燃烧室，O2与来自LNG气化单元的天然气混合完全燃烧，生成的高温燃气送入燃气透平膨胀至环境压力水平实现动力输出。燃气透平排气经回热后送入LNG气化单元，经冷凝析水后通过间冷压缩在CO2冷凝器实现对燃气透平排气中绝大部分CO2冷凝回收并重新用作循环工质，而燃烧生成的CO2则随难凝气体经升压、冷凝后分离回收。
LNG气化单元中，LNG经升压后经CO2冷凝器、尾气换热器、间冷压缩过程、LNG气化器从燃气透平排气CO2冷凝过程吸热气化，最后经外网供冷器升温至近环境温度，此后得到的天然气被分流为两股，绝大部分送往外网用户，小部分送往燃烧室作为燃料。
所述的利用液化天然气(LNG)冷
Figure B2009100873558D0000101
的回热型Brayton-Rankine复合热力循环系统流程，其特征在于：
经LNG增压泵压缩升压后的LNG分为三股，分别送往间冷压气机、CO2冷凝器对燃气透平排气冷凝、尾气换热器对尾气进行冷凝，此后重新汇合送往LNG气化器。
空气通过空分装置分离得到氧气作为氧化剂送入燃烧室。
氧气送入燃烧室与天然气混合进行完全燃烧，反应的产物包括H2O和CO2，其中H2O经回热器、LNG气化器冷凝液化后由析水器分离析出。
燃气透平排气中的CO2在LNG气化单元的CO2冷凝器中实现大部分冷凝，所得的液态CO2量恰好满足循环工质量，作为循环工质送入动力循环。其余难冷凝尾气包括约88.7％CO2(即燃烧反应生成的CO2)、5.7％Ar、4％N2、1.7％O2，经尾气压气机升压和尾气换热器全部冷凝为液态实现对燃烧过程产生的CO2的全部冷凝回收。
本发明还提供一种利用液化天然气(LNG)冷
Figure B2009100873558D0000102
的回热型Brayton-Rankine复合热力循环系统流程：
包括Brayton-Rankine动力循环和LNG气化单元，两者通过冷凝器、LNG气化器、以及燃烧室进口燃料实现联接。
动力循环中，低温液态CO2工质首先被压缩升压后流经蒸发器实现蒸发制冷。来自空分单元的O2升压后与气态CO2工质混合，经回热过程被预热后送入燃烧室，O2与来自LNG气化单元的天然气混合完全燃烧，生成的高温燃气送入燃气透平膨胀至CO2冷凝器中冷凝压力水平实现动力输出。燃气透平排气经回热后送入LNG气化单元，经冷凝析水后在CO2冷凝器实现对排气中绝大部分CO2冷凝回收并重新用作循环工质，而燃烧生成的CO2则随难凝气体经升压、冷凝后分离回收。
LNG气化单元中，LNG经升压后经CO2冷凝器、尾气换热器、LNG气化器从透平排气CO2冷凝过程吸热气化，最后经外网供冷器升温至近环境温度，此后得到的天然气被分流为两股，绝大部分送往外网用户，小部分送往燃烧室作为燃料。
所述的利用液化天然气(LNG)冷
Figure B2009100873558D0000111
的回热型Brayton-Rankine复合热力循环系统流程，其特征在于：
经LNG增压泵压缩升压后的LNG分为两股，分别送往CO2冷凝器对燃气透平排气冷凝、尾气换热器对尾气进行冷凝，此后重新汇合送往LNG气化器。
空气通过空分装置分离得到氧气作为氧化剂送入燃烧室。
氧气送入燃烧室与天然气混合进行完全燃烧，反应的产物包括H2O和CO2，其中H2O经回热器、LNG气化器冷凝液化后由析水器分离析出。
燃气透平排气中的CO2在LNG气化单元的CO2冷凝器中实现大部分冷凝，所得的液态CO2量恰好满足循环工质量，作为循环工质送入动力循环。其余难冷凝尾气包括约88.7％CO2(即燃烧反应生成的CO2)、5.7％Ar、4％N2、1.7％O2，经尾气压气机升压和尾气换热器全部冷凝为液态实现对燃烧过程产生的CO2的全部冷凝回收。
高温燃气在燃气透平中直接膨胀到CO2冷凝器的压力水平，此后经回热过程和LNG气化器冷凝析水后，直接送入CO2冷凝器实现CO2冷凝。
本发明还提供一种利用液化天然气(LNG)冷
Figure B2009100873558D0000112
的回热型Brayton-Rankine复合热力循环系统流程：
包括Brayton-Rankine动力循环和LNG气化单元，两者通过冷凝器、LNG气化器、以及燃烧室进口燃料实现联接。
动力循环中，低温液态CO2工质首先被压缩升压后流经蒸发器实现蒸发制冷。空气升压后与气态CO2工质混合，经回热过程被预热后送入燃烧室，空气中的氧气与来自LNG气化单元的天然气混合完全燃烧，生成的高温燃气送入燃气透平膨胀至环境压力水平实现动力输出。燃气透平排气经回热后送入LNG气化单元，经冷凝析水后通过间冷压缩在CO2冷凝器实现对排气中绝大部分CO2冷凝回收并重新用作循环工质，而燃烧生成的CO2则随难凝气体排出系统。
LNG气化单元中，LNG经升压后经CO2冷凝器、间冷压缩过程、LNG气化器从燃气透平排气CO2冷凝过程吸热气化，最后经外网供冷器升温至近环境温度，此后得到的天然气被分流为两股，绝大部分送往外网用户，小部分送往燃烧室作为燃料。
所述的利用液化天然气(LNG)冷
Figure B2009100873558D0000121
的回热型Brayton-Rankine复合热力循环系统流程，其特征在于：
经LNG增压泵压缩升压后的LNG分为两股，分别送往间冷压气机、CO2冷凝器对燃气透平排气冷凝进行冷凝，此后重新汇合送往LNG气化器。
空气送入燃烧室与天然气混合进行完全燃烧，反应后的产物包括H2O、CO2、N2、Ar等，其中H2O经回热器、LNG气化器冷凝液化后由析水器分离析出。
燃气透平排气中的CO2在LNG气化单元的CO2冷凝器中实现大部分冷凝，所得的液态CO2量恰好满足循环工质量，作为循环工质送入动力循环。其余难冷凝尾气包括约87％％N2、11.5％CO2(即燃烧反应生成的CO2)、1％Ar、0.5％O2，直接排入环境。
高温燃气在燃气透平中膨胀到环境压力水平，然后经回热过程和LNG气化器冷凝析水过程后，在间冷压气机中实现压缩，升压至CO2冷凝器中所对应的冷凝压力水平。
一种利用液化天然气(LNG)冷
Figure B2009100873558D0000122
的回热型Brayton-Rankine复合热力循环系统流程：
包括Brayton-Rankine动力循环和LNG气化单元，两者通过冷凝器、LNG气化器、以及燃烧室进口燃料实现联接。
动力循环中，低温液态CO2工质首先被压缩升压后流经蒸发器实现蒸发制冷。空气经升压后与气态CO2工质混合，经回热过程被预热后送入燃烧室，空气中的O2与来自LNG气化单元的天然气混合完全燃烧，生成的高温燃气送入透平膨胀至CO2冷凝器中冷凝压力水平实现动力输出。透平排气经回热后送入LNG气化单元，经冷凝析水后在CO2冷凝器实现对排气中绝大部分CO2冷凝回收并重新用作循环工质，而燃烧生成的CO2则随难凝气体排出系统。
LNG气化单元中，LNG经升压后经CO2冷凝器、LNG气化器从透平排气CO2冷凝过程吸热气化，最后经外网供冷器升温至近环境温度，此后得到的天然气被分流为两股，绝大部分送往外网用户，小部分送往燃烧室作为燃料。
所述的利用液化天然气(LNG)冷
Figure B2009100873558D0000131
的回热型Brayton-Rankine复合热力循环系统流程，其特征在于：
经LNG增压泵压缩升压后的LNG直接送往CO2冷凝器对透平排气冷凝此后重新汇合送往LNG气化器。
空气送入燃烧室与天然气混合进行完全燃烧，反应后的产物包括H2O、CO2、N2、Ar等，其中H2O经回热器、LNG气化器冷凝液化后由析水器分离析出。
燃气透平排气中的CO2在LNG气化单元的CO2冷凝器中实现大部分冷凝，所得的液态CO2量恰好满足循环工质量，作为循环工质送入动力循环。其余难冷凝尾气包括约87％％N2、11.5％CO2(即燃烧反应生成的CO2)、1％Ar、0.5％O2，直接排入环境。
高温燃气在燃气透平中膨胀到环境压力水平，然后经回热过程和LNG气化器冷凝析水过程后，在间冷压气机中实现压缩，升压至CO2冷凝器中所对应的冷凝压力水平。
高温燃气在燃气透平中直接膨胀到CO2冷凝器的压力水平，此后经回热过程和LNG气化器冷凝析水后，直接送入CO2冷凝器实现CO2冷凝。
本发明通过系统集成把热力循环、LNG冷
Figure B2009100873558D0000132
一体化利用和无功耗分离CO2有机结合为一个整体，实现了热力循环(动力发电系统)的高效性和优秀的环保性能；同时系统结构相对简单，运行可靠安全；此外，整个系统不消耗水，从而大大提高了工程应用的范围；此外，天然气燃烧产生的水还可以回收，系统分离得到的低温液态CO2便于进一步处理或用于交易；空分过程还可以得到有价值的副产品-液态CO2和Ar等。可见，整个循环是一个符合能源有效综合利用、可持续发展原则的极具吸引力的新型动力系统。
本发明的系统中，以LNG气化后得到的天然气为燃料，以CO2为循环工质；动力循环一方面采用回热型Brayton循环的回热-燃烧-膨胀作功流程，充分利用现代燃气轮机初温高的优势；另一方面采用Rankine循环的冷凝-液态压缩升压过程，通过回热过程从燃气透平排气吸热，通过有效的热整合大大减少了换热过程的不可逆损失，为系统性能的提高提供了保证；本发明具有动力循环效率高、系统简单的优点。
本发明将LNG气化系统与动力循环整合，为透平排气冷凝提供了低温冷源，一方面提高了循环的温比，另一方面实现了对CO2的无功耗冷凝液化分离；同时还使LNG得以气化，因此具有一举三得的作用。
本发明动力循环以CO2作为循环工质，在燃烧室加入天然气燃料和氧气或空气，两者完全燃烧，反应生成物H2O和CO2先后通过冷凝液化被分离后排出系统，从而保持了系统工质平衡。
天然气燃烧产生的水蒸汽通过LNG气化器中凝结析出，使得循环中燃烧反应产生的水得以回收。
本发明中，LNG气化后得到的天然气温度(0℃以下)较低，可以先通过外网供冷器对外供冷，然后再送往用户或燃烧室，从而实现冷电联产。
本发明采用空分分离得到的纯氧作为天然气燃料燃烧反应的氧化剂时，燃烧产物只含有CO2和H2O，为利用LNG冷
Figure B2009100873558D0000141
分离CO2创造了条件。
目前分离CO2的技术都伴随着大量能耗，使系统效率大幅降低。本发明利用LNG气化过程产生的低温使气态的CO2液化；整个过程不消耗额外的机械功。因此无功耗分离CO2又是本发明的一大特点。
回收CO2，一方面可以降低温室气体的排放，提高发电系统的环保性能；同时液态CO2便于进一步处理或作为商品出售(液态二氧化碳被广泛应用于焊接、消防、冷冻食品和软饮料等方面)，获取额外的经济效益，从而提高了整个系统的经济性。
本发明的提出，基于能量的品位梯级利用原理和系统集成方法论，采用内燃、回热、高温比Brayton循环与Rankine循环组成的联合循环，采用天然气燃料与氧气完全燃烧方式，以CO2为循环工质，在不消耗额外的能量的前提下，通过与LNG气化系统的整合，直接利用LNG低温冷
Figure B2009100873558D0000142
对CO2的进行液化分离，实现了CO2的零排放。因此，该系统具有热力性能优秀、经济性好和环保性强等显著优点。
附图说明
图1为根据本发明的利用液化天然气(LNG)冷
Figure B2009100873558D0000151
的回热型Brayton-Rankine循环系统的第一实施例。
图2为根据本发明的利用液化天然气(LNG)冷
Figure B2009100873558D0000152
的回热型Brayton-Rankine循环系统的第二实施例。
图3为根据本发明的利用液化天然气(LNG)冷
Figure B2009100873558D0000153
的回热型Brayton-Rankine循环系统的第三实施例。
图4为根据本发明的利用液化天然气(LNG)冷
Figure B2009100873558D0000154
的回热型Brayton-Rankine循环系统的第四实施例。
具体实施方式
下面将结合相应附图对本发明的具体实施例进行详细描述。
第一实施例参看图1，本发明的主要部分为由以CO2为主要循环工质的回热型Brayton-Rankine复合动力循环及液化天然气(LNG)气化单元。其中：1-液态CO2增压泵；2-蒸发器；3-工质混合器；4-空分装置；5-压气机；6-回热器；7-燃烧室；8-燃气透平；9-发电机；10-LNG气化器；11-析水器；12-间冷压气机；13-CO2冷凝器；14-CO2分离器；15-尾气压气机；16-尾气换热器；17-LNG增压泵；18-LNG分流器；19-LNG混合器、20-外网供冷器、21-天然气分流器。
上述系统中的连接为公知技术，本发明在此不作具体描述。
系统流程描述：
该系统主要包括回热型Brayton-Rankine复合动力循环和LNG气化单元，两者通过CO2冷凝器、LNG气化器、以及燃烧室进口燃料实现联接。
动力循环中，低温(-50℃)液态CO2工质(S1)首先被液态CO2增压泵1升压至3MPa(S2)，然后流经蒸发器2实现蒸发制冷过程(S2-S3)。来自空分装置4的O2(S4)经O2压气机5升压后，(S5)与CO2(S3)混合后(S6)送入回热器6，经回热过程(S6-S7)被透平排气(S10)预热最终送入燃烧室7，O2与来自LNG气化单元的天然气(S8)混合完全燃烧，得到的高温燃气(S9，主要为CO2、H2O和少量N2)送入燃气透平8膨胀至环境压力水平(S10，0.1MPa)实现动力输出。透平排气经回热后(S11)送入LNG气化单元，经LNG气化器10将水分冷凝后由析水器11析出(S12)；除水后的透平排气(S13)经过间冷压气机12中的一级间冷(S 19b-S20b)压缩过程(S13-S13a)升至CO2冷凝压力(S13a)，最终在CO2冷凝器13中实现对排气中绝大部分CO2的冷凝并将其作为循环工质(S1)，而燃烧生成的CO2则随难凝气体(S15，主要为N2)经尾气压气机15升压和尾气换热器16冷凝后(S17)被回收。
LNG气化单元中，LNG(S18)经LNG增压泵17升压至7.35MPa(S19，远距输送管网的典型输气压力)，然后分流为S19a、S19b、S19c三股分别经CO2冷凝器13、间冷压气机12和尾气换热器16从动力循环高温排气吸热后混合为(S20)送入LNG气化器10实现完全气化，得到的天然气(S21)仍具有低于0℃的低温，因此被送入外网供冷器20进一步吸热升温，随之产生少量的制冷输出；此后，天然气(S22)被分流为两股，绝大部分(S23，约占总量的95％以上)送往外网用户，小部分(S8)送往燃烧室7作为燃料。
第一实施例循环平衡工况状态参数参看表2-1，给出了循环各流股的温度、压力、流率、摩尔组分等主要状态参数。
第一实施例循环热力性能参看表2-2，给出了在表2-1所示平衡工况下，第一实施例循环的主要热力性能参数。
第二实施例参看图2，本发明的主要部分为由以CO2为主要循环工质的回热型Brayton-Rankine复合动力循环及液化天然气(LNG)气化单元。其中：1-液态CO2增压泵；2-蒸发器；3-工质混合器；4-空分装置；5-压气机；6-回热器；7-燃烧室；8-燃气透平；9-发电机；10-LNG气化器；11-析水器；13-CO2冷凝器；14-CO2分离器；15-尾气压气机；16-尾气换热器；17-LNG增压泵；18-LNG分流器；19-LNG混合器；20-外网供冷器；21-天然气分流器。
上述系统中的连接为公知技术，本发明在此不作具体描述。
系统流程描述：
该系统主要包括回热型Brayton-Rankine复合动力循环和LNG气化单元，两者通过CO2冷凝器、LNG气化器、以及燃烧室进口燃料实现联接。
动力循环中，低温(-50℃)液态CO2工质(S1)首先被液态CO2增压泵1升压至3MPa(S2)，然后流经蒸发器2实现蒸发制冷过程(S2-S3)。来自空分装置4的O2(S4)经O2压气机5升压后(S5)与CO2(S3)混合后(S6)送入回热器6，经回热过程(S6-S7)被透平排气(S10)预热，最终送入燃烧室7，O2与来自LNG气化单元的天然气(S8)混合完全燃烧，得到的高温燃气(S9，主要为CO2、H2O和少量N2)送入燃气透平8膨胀至CO2冷凝器中的冷凝压力水平(S10，0.71MPa)实现动力输出。透平排气经回热后(S11)送入LNG气化单元，经LNG气化器10将水分冷凝后由析水器11析出(S12)；除水后的透平排气(S13)在CO2冷凝器13中实现对排气中绝大部分CO2的冷凝并将其作为循环工质(S1)，而燃烧生成的CO2则随难凝气体(S15，主要为N2)经尾气压气机15升压和尾气换热器16冷凝后(S17)被回收。
LNG气化单元中，LNG(S18)经LNG增压泵17升压至7.35MPa(S19，远距输送管网的典型输气压力)，然后分流为S19a、S19b两股分别经CO2冷凝器13和尾气换热器16从动力循环高温排气吸热后混合为(S20)送入LNG气化器10实现完全气化，得到的天然气(S21)仍具有低于0℃的低温，因此被送入外网供冷器20进一步吸热升温，随之产生少量的制冷输出；此后，天然气(S22)被分流为两股，绝大部分(S23，约占总量的95％以上)送往外网用户，小部分(S8)送往燃烧室7作为燃料。
第二实施例循环平衡工况状态参数参看表3-1，给出了循环各流股的温度、压力、流率、摩尔组分等主要状态参数。
第二实施例循环热力性能参看表3-2，给出了在表3-1所示平衡工况下，第二实施例循环的主要热力性能参数。
第三实施例参看图3，本发明的主要部分为由以CO2为主要循环工质的回热型Brayton-Rankine复合动力循环及液化天然气(LNG)气化单元。其中：1-液态CO2增压泵；2-蒸发器；3-工质混合器；5-压气机；6-回热器；7-燃烧室；8-燃气透平；9-发电机；10-LNG气化器；11-析水器；12-间冷压气机；13-CO2冷凝器；14-CO2分离器；17-LNG增压泵；18-LNG分流器；19-LNG混合器；20-外网供冷器；21-天然气分流器。
上述系统中的连接为公知技术，本发明在此不作具体描述。
系统流程描述：
该系统主要包括回热型Brayton-Rankine复合动力循环和LNG气化单元，两者通过CO2冷凝器、LNG气化器、以及燃烧室进口燃料实现联接。
动力循环中，低温(-50℃)液态CO2工质(S1)首先被液态CO2增压泵1升压至3MPa(S2)，然后流经蒸发器2实现蒸发制冷过程(S2-S3)。空气(S4)经压气机5升压后(S5)与CO2(S3)混合后(S6)送入回热器6，经回热过程(S6-S7)被透平排气(S10)预热，最终送入燃烧室7，空气中的O2与来自LNG气化单元的天然气(S8)混合完全燃烧，得到的高温燃气(S9，主要为CO2、N2和H2O)送入燃气透平8膨胀至环境压力水平(S10，0.1MPa)实现动力输出。透平排气经回热后(S11)送入LNG气化单元，经LNG气化器10将水分冷凝后由析水器11析出(S12)；除水后的透平排气(S13)经过间冷压气机12中的一级间冷(S17b-S18b)压缩过程(S13-S13a)升至CO2冷凝压力(S13a)，最终在CO2冷凝器13中实现对排气中绝大部分CO2的冷凝并将其作为循环工质(S1)，而燃烧生成的CO2则随难凝气体(S15，主要为N2)排出系统。
LNG气化单元中，LNG(S16)经LNG增压泵17升压至7.35MPa(S17，远距输送管网的典型输气压力)，然后分流为S17a、S17b两股分别经CO2冷凝器13、间冷压气机12从动力循环高温排气吸热后混合为(S18)送入LNG气化器10实现完全气化，得到的天然气(S19)仍具有低于0℃的低温，因此被送入外网供冷器20进一步吸热升温，随之产生少量的制冷输出；此后，天然气(S20)被分流为两股，绝大部分(S21，约占总量的95％以上)送往外网用户，小部分(S8)送往燃烧室7作为燃料。
第三实施例循环平衡工况状态参数参看表4-1，给出了循环各流股的温度、压力、流率、摩尔组分等主要状态参数。
第三实施例循环热力性能参看表4-2，给出了在表4-1所示平衡工况下，第三实施例循环的主要热力性能参数。
第四实施例参看图4，本发明的主要部分为由以CO2为主要循环工质的回热型Brayton-Rankine复合动力循环及液化天然气(LNG)气化单元。其中：1-液态CO2增压泵；2-蒸发器；3-工质混合器；5-压气机；6-回热器；7-燃烧室；8-燃气透平；9-发电机；10-LNG气化器；11-析水器；13-CO2冷凝器；14-CO2分离器；17-LNG增压泵；20-外网供冷器；21-天然气分流器。
上述系统中的连接为公知技术，本发明在此不作具体描述。
系统流程描述：
该系统主要包括回热型Brayton-Rankine复合动力循环和LNG气化单元，两者通过CO2冷凝器、LNG气化器、以及燃烧室进口燃料实现联接。
动力循环中，低温(-50℃)液态CO2工质(S1)首先被液态CO2增压泵1升压至3MPa(S2)，然后流经蒸发器2实现蒸发制冷过程(S2-S3)。空气(S4)经压气机5升压后，(S5)与CO2(S3)混合后(S6)送入回热器6，经回热过程(S6-S7)被透平排气(S10)预热，最终送入燃烧室7，空气中的O2与来自LNG气化器单元的天然气(S8)混合完全燃烧，得到的高温燃气(S9，主要为CO2、H2O和少量N2)送入燃气透平8膨胀至CO2冷凝器中的冷凝压力水平(S10，0.71MPa)实现动力输出。透平排气经回热后(S11)送入LNG气化单元，经LNG气化器10将水分冷凝后由析水器11析出(S12)；除水后的透平排气(S13)在CO2冷凝器13中实现对排气中绝大部分CO2的冷凝并将其作为循环工质(S1)，而燃烧生成的CO2则随难凝气体(S15，主要为N2)排出系统。
LNG气化单元中，LNG(S16)经LNG增压泵17升压至7.35MPa(S17，远距输送管网的典型输气压力)，然后经CO2冷凝器13从动力循环高温排气吸热后(S18)送入LNG气化器10实现完全气化，得到的天然气(S19)仍具有低于0℃的低温，因此被送入外网供冷器20进一步吸热升温，随之产生少量的制冷输出；此后，天然气(S20)被分流为两股，绝大部分(S21，约占总量的95％以上)送往外网用户，小部分(S8)送往燃烧室7作为燃料。
第四实施例循环平衡工况状态参数参看表5-1，给出了循环各流股的温度、压力、流率、摩尔组分等主要状态参数。
第四实施例循环热力性能参看表5-2，给出了在表5-1所示平衡工况下，第二实施例循环的主要热力性能参数。
本发明的系统在平衡工况性能参数见表1。有关条件为：系统稳态运行状况下，压气机效率88％；燃烧室燃烧效率100％，压损为3％；燃气透平等熵效率90％，回热器节电温差45K；LNG气化器最小换热温差8K，压损为2-3％，LNG的摩尔成分为90.82％CH4、4.97％C2H6、2.93％C3H8、1.01％C4H10、0.27％N2。
第一实施例中，如表2-2所示，燃气透平进气温度为900℃，进入燃气透平工质流率为64.4kg/s，燃气透平出口压力为0.1MPa，LNG质量流率为61.9kg/s，系统输入的燃料流率为0.788kg/s，机组净输出功率达到20MW，冷
Figure B2009100873558D0000201
输出为4.1MW，发电效率达到51.6％，
Figure B2009100873558D0000202
效率达到37.3％。CO2冷凝器冷凝温度为-50℃，CO2回收率为99.8％。
第二实施例中，如表3-2所示，燃气透平进气温度为900℃，进入燃气透平工质流率为105.2kg/s，燃气透平出口压力为0.72MPa，LNG质量流率为95.5kg/s，系统输入的燃料流率为0.688kg/s，机组净输出功率达到20MW，冷
Figure B2009100873558D0000203
输出为8.96MW，发电效率达到59.1％，
Figure B2009100873558D0000204
效率达到39.8％。CO2冷凝器冷凝温度为-50℃，CO2回收率为98.6％。
第三实施例中，如表4-2所示，燃气透平进气温度为1240℃，进入燃气透平工质流率为178.6kg/s，燃气透平出口压力为0.1MPa，LNG质量流率为240kg/s，系统输入的燃料流率为2.967kg/s，机组净输出功率达到92MW，冷输出为24.9MW，发电效率达到63％，
Figure B2009100873558D0000206
效率达到47.5％。CO2冷凝器冷凝温度为-87℃，CO2回收率为3.5％。
第四实施例中，如表5-2所示，燃气透平进气温度为1240℃，进入燃气透平工质流率为150.7kg/s，燃气透平出口压力为0.55MPa，LNG质量流率为209kg/s，系统输入的燃料流率为1.42kg/s，机组净输出功率达到53.8MW，冷输出为34.5MW，发电效率达到67.1％，
Figure B2009100873558D0000208
效率达到49.6％。CO2冷凝器冷凝温度为-87℃，CO2回收率为2.6％。
目前的发电系统中分离CO2使系统效率降低5-10％。而本系统由于采用了系统集成和无功耗分离CO2技术使得其效率相对于现有的单纯利用LNG冷
Figure B2009100873558D0000209
发电的系统提高了5-11％。同时，已有的利用LNG冷
Figure B2009100873558D00002010
发电并分离CO2的最优系统(邓世敏等提出的循环)对天然气燃烧产生CO2的回收率只能达到约80％，而本发明则可以全部回收这部分CO2，从而实现了CO2零排放。因此本发明的系统在利用LNG冷
Figure B2009100873558D0000211
提高系统效率和分离CO2方面都取得了突破。
本发明的系统和流程可以回收天然气燃烧生成的全部二氧化碳和水，具有优秀的环保性能和良好的技术经济性。
本发明作为一个二氧化碳零排放的动力发电系统，其流程简单、运行可靠性高，使用常规的动力循环设备(如燃气轮机等)，不消耗水，在发电的同时实现了无耗功分离CO2，因此具有广阔的工程应用前景。
表1  系统主要性能参数
Figure B2009100873558D0000221
表2-2、3-2、4-2、5-2中效率的计算公式：
发电效率＝净输出功率/(天然气消耗量×天然气低位热值)
＝净输出功率/燃料能输入
火用效率＝(净输出功率+冷火用输出)/(天然气消耗量×天然气低
位热值+LNG流率×LNG的单位冷火用)
＝(净输出功率+冷火用输出)/(燃料能输入+LNG冷火用输入)
CO2回收率＝冷凝回收的液态CO2质量流率/燃烧过程生成的CO2质量流率
Figure B2009100873558D0000231
表2-2.第一实施例循环热力性能
Figure B2009100873558D0000241
*0.7MPa为工质在CO2冷凝器中的冷凝压力，6MPa为尾气在尾气换热器中的冷凝压力。
Figure B2009100873558D0000251
表3-2.第二实施例循环热力性能
Figure B2009100873558D0000261
*0.7MPa为工质在CO2冷凝器中的冷凝压力，6MPa为尾气在尾气换热器中的冷凝压力。
表4-1.第三实施例循环平衡工况状态参数
Figure B2009100873558D0000271
表4-2.第三实施例循环热力性能
Figure B2009100873558D0000281
Figure B2009100873558D0000291
表5-2.第四实施例循环热力性能
Figure B2009100873558D0000301

Claims (10)

1.一种利用LNG冷
Figure F2009100873558C0000011
的回热型Brayton-Rankine复合热力循环系统，动力循环采用CO2工质，由回热型Brayton-Rankine动力循环单元和LNG气化单元构成，系统能量输出包括功、冷两种形式，主要设备包括：
LNG气化器，其热侧分别连接回热器和析水器，冷侧分别连接CO2冷凝器和外网供冷器，用于实现LNG的吸热气化，同时将燃气透平排气中的水分完全冷凝；
压气机连接工质混合器，将空气或来自空分装置的O2气体升压至Rankine循环最高压力；
CO2冷凝器与CO2分离器连接，对燃气透平排气中的CO2进行冷凝，冷凝得到的液态CO2量需保证动力循环正常运行所需的最小CO2工质量；
CO2分离器，其进口连接CO2冷凝器，出口连接液态CO2增压泵，对冷凝后的燃气透平排气进行气液分离，得到的液态CO2送往液态CO2增压泵；
燃烧室，分别连接回热器和燃气透平，使天然气和氧气发生燃烧反应，得到高温气体；
燃气透平分别连接燃烧室和回热器，使高温燃气膨胀做功；
回热器的热侧分别与燃气透平和LNG气化器连接，冷侧分别与工质混合器和燃烧室连接，该回热器是对CO2气体、O2气体组成的混合物流进行加热并冷却燃气透平排气；
发电机与燃气透平连接，将燃气透平产生机械功转化为电能输出；
蒸发器连接液态CO2增压泵和工质混合器，实现液态CO2吸热气化同时实现制冷输出；
LNG增压泵连接CO2冷凝器，将来自LNG接受站的低压LNG升压至远距离输送管网的典型压力7.35MPa；
外网供冷器连接LNG气化器，利用LNG气化后得到的具有较低温度的天然气作为向外网供冷的冷源，实现制冷输出。
2.如权利要求1所述的利用LNG冷的回热型Brayton-Rankine复合热力循环系统，其中，压气机的进口连接空分装置，用于从空气中分离得到氧气作为燃烧室中燃烧反应的氧化剂。
3.如权利要求1所述的利用LNG冷
Figure F2009100873558C0000021
的回热型Brayton-Rankine复合热力循环系统，其中，析水器和CO2冷凝器之间连接有间冷压气机，对除水后的燃气透平排气进行压缩升压，间冷过程采用LNG作为冷源；该间泠压气机的进口与析水器连接，出口与CO2冷凝器连接；间冷冷源入口连接LNG分流器，出口连接LNG混合器。
4.如权利要求1所述的利用LNG冷
Figure F2009100873558C0000022
的回热型Brayton-Rankine复合热力循环系统，其中，CO2分离器连接有尾气压气机，将CO2分离器得到的难凝气体压缩升压使其中所含的CO2冷凝，该尾气压气机连接有尾气换热器。
5.如权利要求4所述的利用LNG冷
Figure F2009100873558C0000023
的回热型Brayton-Rankine复合热力循环系统，其中，LNG分流器分别连接CO2冷凝器、间冷压气机和尾气换热器。
6.如权利要求1所述的利用LNG冷
Figure F2009100873558C0000024
的回热型Brayton-Rankine复合热力循环系统，其中，LNG混合器分别连接CO2冷凝器、尾气换热器和间冷压气机，将来自CO2冷凝器、尾气换热器和间冷压气机的LNG混合后送入LNG气化器。
7.一种利用液化天然气(LNG)冷的回热型Brayton-Rankine复合热力循环系统流程，该系统包括Brayton-Rankine动力循环和LNG气化单元，该主要流程为：
动力循环中，液态CO2工质被压缩升压后流经蒸发器实现蒸发制冷，O2与气态CO2工质混合，经回热过程被预热后送入燃烧室，O2与来自LNG气化单元的天然气混合完全燃烧，生成的高温燃气送入燃气透平膨胀至环境压力水平实现动力输出；
燃气透平排气经回热后送入LNG气化单元，经冷凝析水后通过间冷压缩对排气中绝大部分CO2冷凝回收并重新用作循环工质，而燃烧生成的CO2则随难凝气体经升压、冷凝后分离回收；
LNG气化单元中，LNG从燃气透平排气CO2冷凝过程吸热气化，经外网供冷器升温至近环境温度，此后得到的天然气被分流为两股，绝大部分送往外网用户，小部分送往燃烧室作为燃料。
8.如权利要求7所述的流程，其中，LNG增压压缩升压后对燃气透平排气冷凝后重新汇合送往LNG气化单元；或
LNG增压压缩升压后分为两股，分别对燃气透平排气冷凝和对尾气进行冷凝，此后重新汇合送往LNG气化单元，或
LNG经增压压缩升压后分为三股，分别经间冷压缩、CO2冷凝及对尾气冷凝后，重新汇合送往LNG气化单元。
9.如权利要求7所述的流程，其中，氧气是通过空分装置分离得到的。
10.如权利要求7所述的流程，其中，高温燃气在燃气透平中膨胀到CO2冷凝的压力水平，此后经回热过程和LNG气化单元冷凝析水后，直接实现CO2冷凝。
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